Легкий ингибирующий буровой раствор для вскрытия пластов в условиях аномально низких пластовых давлений


 


Владельцы патента RU 2474602:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам с высокими пенообразующими свойствами, позволяющим производить вскрытие продуктивных пластов в условиях аномально низких пластовых давлений АНПД. Технический результат - повышение эффективности вскрытия пластов в условиях АНПД за счет использования образующейся из предлагаемого состава газожидкостной смеси с повышенной стабильностью, высокими ингибирующими свойствами в отношении набухания глинистых частиц в продуктивных пластах, низкими значениями показателя фильтрации и плотности для создания минимально допустимой репрессии на пласт, улучшенными реологическими характеристиками. Легкий ингибирующий буровой раствор для вскрытия пластов в условиях АНПД содержит, мас.%: кальцинированную соду 0,1; каустическую соду 0,07; бентонит 2; биополимер 0,2; полианионную целлюлозу 0,5; крахмал 2; хлорид калия 5; анионактивное ПАВ 0,7; воду остальное. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам с высокими пенообразующими свойствами, позволяющим производить вскрытие продуктивных пластов в условиях аномально низких пластовых давлений (далее - АНПД).

Известен раствор для вскрытия продуктивных пластов в условиях АНПД со следующим соотношением компонентов, мас.%:

бентонит 7,0
карбоксиметилцеллюлоза (далее - КМЦ) 0,5
сульфонол 0,5
вода остальное

(см. Гасумов Р.А., Калинкин А.В., Гейхман М.Г. Пенные системы для бурения и ремонта скважин. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008, - 269 с.).

Недостатком приведенного состава является то, что в присутствии пластовой воды (ингибитора) пена разрушается в течение 1-2 мин, то есть состав не является стойким.

Известен состав для вскрытия пласта, принятый за прототип, содержащий в следующем соотношении компоненты, мас.%:

оксиэтилцеллюлоза (далее - ОЭЦ) или
карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза (далее - КМОЭЦ) 0,2-1,0
крахмал 0,05-3,00
хлорид калия, или натрия, или кальция 1,0-20,0
поверхностно-активное вещество 0,1-0,5
вода остальное

(см. авторское свидетельство СССР №1724671, МПК С09К 7/02 (1990.01), опубл. 07.04. 1992).

Недостатками указанного состава является низкая эффективность вскрытия продуктивных пластов. Обусловлено это следующими причинами: образующаяся из указанного состава пена имеет недостаточно высокий показатель стабильности. Во-первых, это связано с тем, что при использовании компонентов в указанных количествах, а именно пенообразователя (ПАВ) 0,1-0,5 мас.% и при содержании электролитов - указанных хлоридов до 20 мас.%, как правило, подавляется процесс пенообразования, во-вторых, наличие двух полимерных реагентов (ОЭЦ или КМОЭЦ и крахмала) в присутствии электролита способствует разжижению системы, поэтому полученная пена не обладает вязкой межпленочной структурой, тем самым уменьшается прочность пленок пены и увеличивается скорость истекания жидкости, повышаются капиллярное давление в каналах Гиббса-Плато и скорость диффузии в пене, ухудшается пенообразование и снижается стабильность пены. При этом ОЭЦ или КМОЭЦ - полимеры, предназначенные для увеличения вязкости раствора при низких скоростях сдвига, а также стабилизации раствора. Эти реагенты обеспечивают удерживающие и выносящие свойства раствора и загущение фильтрата. Роль понизителя фильтрации выполняет крахмал. В качестве пенообразователя используется сульфонол и/или ОП-10. Хлорид калия, или натрия, или кальция - реагент, ингибирующий набухание глинистых частиц в продуктивных пластах.

Задачей заявленного изобретения является создание легкого ингибирующего бурового раствора для вскрытия пластов в условиях АНПД, нивелирующего недостатки прототипа.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышается эффективность вскрытия пластов в условиях АНПД за счет использования образующейся из предлагаемого состава газожидкостной смеси с повышенной стабильностью, высокими ингибирующими свойствами в отношении набухания глинистых частиц в продуктивных пластах, низкими значениями показателя фильтрации и плотности, для создания минимально допустимой репрессии на пласт, улучшенными реологическими характеристиками.

Поставленная задача и указанный технический результат в легком ингибирующем буровом растворе для вскрытия пластов в условиях АНПД, содержащем крахмал, хлорид калия, анионактивное ПАВ и воду, решается и достигается тем, что состав дополнительно содержит кальцинированную соду, каустическую соду, бентонит, биополимер и полианионную целлюлозу при следующем соотношении компонентов, мас.%:

кальцинированная сода 0,1
каустическая сода 0,07
бентонит 2
биополимер 0,2
полианионная целлюлоза 0,5
крахмал 2
хлорид калия 5
анионактивное ПАВ 0,7
вода остальное

Свойства легкого ингибирующего бурового раствора для вскрытия пластов в условиях АНПД подтверждаются лабораторными исследованиями, результаты которых представлены в таблице.

Содержание в составе полианионной целлюлозы (РАС L) в количестве менее 5 кг/м3, крахмала менее 20 кг/м3 и биополимера в количестве более 2 кг/м3 не обеспечивает образования газожидкостной смеси с требуемыми свойствами, происходит их ухудшение.

Содержание в составе полианионной целлюлозы в количестве более 5 кг/м3, крахмала более 20 кг/м3 и биополимера в количестве менее 2 кг/м3 нецелесообразно, так как существенного улучшения свойств не происходит.

Проба 1 характеризуется высокой стабильностью плотности во времени, плотность раствора ниже, чем для растворов на углеводородной основе, диапазон изменения во времени структурно-механических (статическое напряжение сдвига (далее - СНС) 1/10), вязкостных (условная вязкость) и реологических свойств (динамическое напряжение сдвига (далее - ДНС), пластическая вязкость) обеспечивает минимальные гидродинамические давления в затрубном пространстве бурящейся скважины, значения показателя фильтрации находятся на уровне, оказывающем минимальное воздействие на продуктивный пласт.

Проба 5 характеризуется более высокой плотностью в сравнении с пробой 1. Значения вязкостных, структурно-механических и реологических показателей свойств состава ведут к существенным колебаниям гидродинамических давлений при бурении и спуско-подъемных операциях, что может вызвать гидроразрыв пласта и другие сопутствующие негативные явления, фильтрация недопустимо высока для вскрытия коллекторов.

Проба 9 имеет наиболее высокую плотность из сравниваемых составов. Вязкостные и реологические свойства недостаточны для выноса выбуренной породы на дневную поверхность.

Таким образом, согласно вышесказанному обеспечивается достижение указанного технического результата.

Заявленный состав легкого ингибирующего бурового раствора для вскрытия пластов в условиях АНПД готовят следующим образом:

1. Необходимо очистить емкости, насосы и нагнетательную систему от остатков бурового раствора, шлама и тому подобное. Убедиться, что отсутствуют перетоки между емкостями, проверить герметичность задвижек.

2. Наполнить емкости пресной технической водой (по возможности теплой).

3. При жесткости воды затворения более 200 мг/л по Са2+ добавить кальцинированную соду в количестве, необходимом для достижения содержания катионов кальция не выше 200 мг/л.

4. Добавить бентонит в количестве 20 кг/м3.

5. Медленно обработать каустической содой для достижения - расчетного рН.

6. Через гидроворонку добавить биополимер в концентрации 2 кг/м3 и тщательно перемешать (30-60 минут для обеспечения набухания полимера) с помощью гидропистолетов или перемешивателей.

7. Добавить через гидроворонку Рас L в количестве 5 кг/м3 и крахмал в концентрации 20 кг/м3. Выдержать при постоянном перемешивании 30-40 минут для набухания полимера.

8. Добавить через гидроворонку хлористый калий в количестве 50 кг/м3.

9. Добавить через гидроворонку анионактивное поверхностно-активное вещество в концентрации 7 кг/м3.

10. Перемешивать получившийся раствор до растворения хлористого калия и получения однородной массы.

11. Произвести замер параметров и при необходимости выполнить корректирующие обработки.

12. Спустить в скважину бурильную колонну до забоя, заменить рабочий раствор на легкий ингибирующий буровой раствор для вскрытия пластов в условиях АНПД, закачав перед ним буферный раствор, представляющий собой легкий ингибирующий буровой раствор для вскрытия пластов в условиях АНПД с меньшей концентрацией последнего, во избежание смешивания «старого» и «нового» растворов и промыть скважину в течение 2-3 циклов без очистки.

13. В процессе использования легкого ингибирующего бурового раствора в условиях АНПД может потребоваться только его дообработка и кондиционирование для восстановления свойств после хранения, а также пополнение объема свежим раствором.

Легкий ингибирующий буровой раствор для вскрытия пластов в условиях аномально низких пластовых давлений, содержащий крахмал, хлорид калия, анионактивное ПАВ и воду, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит кальцинированную соду, каустическую соду, бентонит, биополимер и полианионную целлюлозу при следующем соотношении компонентов, мас.%:

кальцинированная сода 0,1
каустическая сода 0,07
бентонит 2
биополимер 0,2
полианионная целлюлоза 0,5
крахмал 2
хлорид калия 5
анионактивное ПАВ 0,7
вода остальное


 

Похожие патенты:

Изобретение относится к вязкоупругим жидкостям для разрыва подземных пластов. .

Изобретение относится к вязкоупругим жидкостям для разрыва подземных пластов. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при очистке насосно-компрессорных труб, трубопроводного транспорта, емкостей, резервуаров, насосов, скважинного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО и минеральных солей.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при очистке насосно-компрессорных труб, трубопроводного транспорта, емкостей, резервуаров, насосов, скважинного оборудования от асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО и минеральных солей.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу гидравлического разрыва в горизонтальных стволах скважин продуктивных пластов.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, конкретно к производству проппантов. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может применяться для ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и прорыва газа в нефтяные скважины.
Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к составам облегченных тампонажных растворов, предназначенных для крепления обсадных колонн в условиях нормальных и аномально-низких пластовых давлений, а также в интервалах с преобладанием многолетних мерзлых пород.

Изобретение относится к бурению нефтяных, газовых и водяных скважин, в частности, к тампонажным смесям, предназначенным для изоляции зон интенсивного (полного) поглощения

Изобретение относится к смеси привитых сополимеров для использования в качестве добавки в химических материалах, а также при освоении, эксплуатации, комплектации подземных месторождений нефти и природного газа и в случае глубоких скважин

Изобретение относится к смеси привитых сополимеров для использования в качестве добавки в химических материалах, а также при освоении, эксплуатации, комплектации подземных месторождений нефти и природного газа и в случае глубоких скважин

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к буферным жидкостям, используемым при герметизации скважин подземных резервуаров в каменной соли

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам крепления призабойной зоны продуктивного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добывающих нефтяных скважин с использованием разъедающих веществ, и может быть использовано при обработке призабойной зоны глиносодержащего терригенного пласта

Изобретение относится к кислотному водному раствору, содержащему хелатирующий агент и кислоту, в котором хелатирующий агент является глутаминовой N,N-диуксусной кислотой (GLDA) или ее солью, в котором количество GLDA или ее соли от 20 до 60 вес.%, исходя из веса водного раствора, в котором кислота выбирается из хлористоводородной кислоты, бромистоводородной кислоты, фтористоводородной кислоты, йодистоводородной кислоты, серной кислоты, азотной кислоты, фосфорной кислоты, муравьиной кислоты, уксусной кислоты, лимонной кислоты, молочной кислоты, яблочной кислоты, винной кислоты, малеиновой кислоты, борной кислоты, сероводорода или смеси двух или более этих кислот, и применениям указанного раствора в процессах очистки, процессах осаждения или процессах удаления солевого отложения, в нефтепромысловой отрасли в заканчивании и возбуждении путем кислотной обработки, разрыва и/или удаления отложений

Изобретение относится к кислотному водному раствору, содержащему хелатирующий агент и кислоту, в котором хелатирующий агент является глутаминовой N,N-диуксусной кислотой (GLDA) или ее солью, в котором количество GLDA или ее соли от 20 до 60 вес.%, исходя из веса водного раствора, в котором кислота выбирается из хлористоводородной кислоты, бромистоводородной кислоты, фтористоводородной кислоты, йодистоводородной кислоты, серной кислоты, азотной кислоты, фосфорной кислоты, муравьиной кислоты, уксусной кислоты, лимонной кислоты, молочной кислоты, яблочной кислоты, винной кислоты, малеиновой кислоты, борной кислоты, сероводорода или смеси двух или более этих кислот, и применениям указанного раствора в процессах очистки, процессах осаждения или процессах удаления солевого отложения, в нефтепромысловой отрасли в заканчивании и возбуждении путем кислотной обработки, разрыва и/или удаления отложений
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП
Наверх